- •№ 1. Задачи, решаемые геофизическими методами исследования скважин, при поиске и разведке месторождений нефти и газа.
- •№ 2. Классификация геофизических методов исследования скважин.
- •№ 4. Удельное сопротивление горных пород и его зависимость от различных факторов: температуры, пористости, нефтегазоносности.
- •13. Поле точечного источника в однородной изотропной среде.
- •№14 . Боковое электрическое зондирование: его назначение, решаемые задачи. Типы кривых бокового электрического зондирования.
- •№ 9. Метод сопротивления заземления: физические основы, применяемые модификации (бк, мбк).
- •№ 11. Схема измерения трёхэлектродным экранированным зондом.
- •№ 13. Метод микрозондирования: физические основы, устройство скважинного прибора, решаемые задачи.
- •№ 14. Метод диэлектрической проницаемости: физические основы метода, принцип измерений в скважинах, область применения.
- •№ 15. Метод ядерно-магнитного резонанса: физические основы метода, аппаратура, решаемые задачи.
- •№ 16. Радиометрия скважин: классификация методов, специфические особенности и область применения.
- •№ 17. Виды радиоактивных излучений, основные процессы взаимодействия гамма-квантов с веществом.
- •№ 18. Гамма-метод: физические основы, принцип измерений в скважине, область применения.
- •№ 44,45,46,47,48. Гамма-гамма метод: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважинах, область применения.
- •№ 21. Нейтронные методы радиометрии скважин: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважине, область применения.
- •№ 22. Взаимодействие нейтронов с веществом. Нейтронные характеристики горных пород.
- •№ 34. Стационарные источники нейтронов.
- •№ 35. Нейтронный гамма-метод: физические основы, принцип измерения в скважине, область применения.
- •Дискриминатор.
- •№ 28. Импульсные нейтронные методы исследования скважин. Физические основы методов, проведение измерений в скважинах, область применения.
- •№ 29. Метод меченых атомов: применяемые модификации, физические основы, методика применения, область применения.
- •№ 30. Метод наведенной активности: физические основы, методика проведения, область применения.
- •№ 31. Акустические методы исследования скважины. Физические основы методов. Распространение упругих волн в скважине.
- •№ 32. Аппаратура акустики.
- •№ 73. Регистрация фазокорреляционных диаграмм и волновых картин при акустических исследованиях скважин.
- •№ 34. Метод естественного теплового поля: определение геотермического градиента; факторы, влияющие на величину геотермического градиента.
- •№ 35. Метод искусственного теплового поля и его использование для изучения разреза скважин.
- •№ 36. Геохимические методы исследования скважин: физические основы методов, решаемые задачи.
- •№ 37. Газометрия скважин: физические основы метода, технология проведения работ на скважине.
- •№ 38. Комплексные гис в процессе бурения. Станции гти.
- •39. Компонентный анализ при газометрии скважин. Принцип действия и устройство хроматографа.
- •№ 40. Скважинный электротермометр: устройство, электрическая схема.
- •№ 41. Каверномер: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 42. Инклинометр: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 43. Профилеметрия скважин: типы профилемеров, изображение результатов измерений, решаемые задачи.
- •№ 44. Литологическое расчленение разреза по данным гис.
- •№ 45. Выделение терригенных коллекторов в разрезе скважин.
- •№ 46. Проблемы изучения карбонатных коллекторов.
- •№ 47. Выделение трещиноватых коллекторов по материалам гис.
- •№ 48. Выделение продуктивных коллекторов в разрезе скважин методами промысловой геофизики.
- •№ 49. Определение глинистости коллекторов по данным методов гм и сп.
- •№ 50. Геофизические методы определения пористости горных пород.
- •Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- •№ 53. Вычисление коэффициента нефтегазонасыщения.
- •№ 54. Геофизические методы определения высоты подъема цемента и качества цементирования скважин: их сущность, достоинства и ограничения, истолкование результатов измерений.
- •№ 57. Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин: их сущность и назначение.
- •№ 58. Использование данных промысловой геофизики для контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.
- •№ 59. Контроль за изменением положения контактов газ-нефть-вода в эксплуатационных скважинах: физические основы и необходимые условия применения.
- •№ 60. Скважинные расходомеры и дебитомеры: назначение, устройство, применяемые типы.
- •№ 63. Методы определения состава флюида в стволе эксплуатационной скважины.
- •№ 64. Пластоиспытатели на кабеле: их устройство, решаемые задачи, интерпретация получаемых результатов.
- •№ 65. Отбор грунтов: принцип действия грунтоносов, устройство, технология проведения работ на скважине.
- •№ 66. Торпедирование скважин: назначение, конструкция торпеды.
№ 46. Проблемы изучения карбонатных коллекторов.
О собенность межзерновых карбонатных коллекторов по сравнению с терригенными заключается в более низком граничном значении пористости КПГР. (обычно 6 — 8 % вместо 10—18 % для терригенных и более низкие значения КП в целом для коллекторов). Другая особенность межзерновых карбонатных коллекторов — их значительно меньшая в целом степень глинизации по сравнению с терригенными, что позволяет с большей надежностью использовать диаграммы ядерных и акустических методов для выделения коллекторов и определения их пористости. Нижний предел коэффициента пористости КП, характеризующий границу коллектор — неколлектор для карбонатных межзерновых пород, изменяется в широких пределах (3—15 %), что отражает большое разнообразие в структуре порового пространства для различных видов карбонатных пород.
Методика выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разрезе в основном аналогична той, которую применяют в терригенном разрезе: используют комплекс признаков первой группы — характерные показания микрозондов, каверномера при бурении на глинистом растворе и диаграммы Inγ, ∆T, Iγγ с учетом граничного значения КПГР. Однако в связи с отмеченными особенностями карбонатного разреза для выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разрезе применяют дополнительно разработанные специальные методические приемы. Наибольшее распространение получил способ нормализации, идея которого заключается в сопоставлении кривой удельного сопротивления ρП реальных пород в изучаемом разрезе с вычисленной кривой ρВП, полученной с учетом диаграмм Inγ, ∆T или Iγγ. Совпадение значений ρП и ρВП означает отсутствие коллектора, расхождение кривых ρп и ρвп соответствует интервалам межзерновых коллекторов. Практически способ реализуется следующим образом. В качестве диаграммы ρП используют кривую ρ экранированного зонда, зарегистрированную или перестроенную в логарифмическом масштабе сопротивлений. Роль диаграммы метода пористости обычно играет кривая КП НГМ. Модуль логарифмического масштаба кривой ρЭ выбирают так, чтобы кривые ρЭ и КП НГМ имели одинаковый масштаб пористости, т.е. были бы нормализованы по шкале пористости. Это позволяет наложить кривую ρЭ на кривую КП НГМ, играющую роль графика ρВП, так, чтобы показания кривых совпали в непроницаемых слабоглинистых участках разреза. Коллекторы, как продуктивные, так и водоносные, при бурении на пресном глинистом растворе выделяются в интервалах расхождения кривых ρЭ и КП НГМ. Аналогичный признак характеризует коллекторы и при бурении на воде, если РР >РВ. Если буровой раствор по минерализации не отличается от пластовых вод, в водоносных коллекторах кривые ρЭ и КП НГМ совпадают, поскольку для них РП = РВП, а продуктивные пласты по-прежнему отмечаются расхождением кривых. В качестве кривой ρП для участков разреза с удельным сопротивлением пород, не превышающим 50 Ом • м, можно использовать диаграмму ρЭ индукционного зонда также в логарифмическом масштабе сопротивлений с соответствующим модулем. Кривую Рвп можно получить по данным других методов — акустического или гамма-гамма-метода. При построении ее необходимо учитывать минеральный состав скелета породы в различных участках разреза. При выделении в карбонатном разрезе межзерновых коллекторов способом нормализованных кривых ρЭ и Inγ необходимо учитывать следующее. Расхождение кривых может соответствовать непроницаемым глинистым, загипсованным или битуминозным породам. Такие пласты исключают из коллекторов на основании данных других геофизических и гидродинамических методов. Плотные участки разреза, против которых совмещают кривые рЭ и Inγ, должны иметь примерно одинаковую литологию и химический состав, характеризоваться близкими зависимостями PП = f(kП) и близкими нейтронными параметрами минерального скелета. Если в изучаемом интервале разреза литология плотных пород существенно меняется (например, известняки переходят в доломиты), совмещать кривые рЭ и Inγ необходимо в пределах небольших участков разреза с одинаковой литологией, иначе в ряде плотных участков при изменении литологии возникает систематическое расхождение кривых, не означающее появление коллекторов. Комплексное применение способов нормализации и критического значения пористости для выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разрезе весьма эффективно и широко применяется в практике. При бурении на глинистом растворе коллекторы выделяют указанным комплексом, учитывая прямые признаки коллектора по данным микрозондов и каверномера. При бурении на воде выделение коллекторов обеспечивается только данным комплексом, поскольку диаграммы микрозондов и каверномера малоинформативны.
Диаграммы Iγ и UСП используют в карбонатном разрезе как вспомогательные. Обычно по диаграммам Iу и UСП исключают из рассмотрения участки с повышенной глинистостью КГЛ, точнее, с повышенным содержанием нерастворимого остатка КНО, рассматривая в качестве потенциальных коллекторов только неглинистые отложения.